考虑备用共享的区域电力现货市场出清模型

刘政，雷少锋，王清亮，李云达，任惠，卢锦玲

(1.河北电力交易中心有限公司, 石家庄市 050011；2.华北电力大学(保定)电力工程系，河北省保定市 071003；3.国网河北省电力有限公司检修分公司, 石家庄市 050070)

0 引 言

由于风电等新能源装机容量和用电负荷的跨越式增长，以及源荷逆向分布的国情，能源富集省份“三弃”问题严重，电力紧缺省份缺电深度不断提高，我国现行跨省区电力交易存在省间壁垒难以打破、资源配置低效的问题[1-2]。2015年国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)，文件提出要促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用，促进电力资源在更大范围优化配置。为了解决上述问题并落实电改政策，可基于现有区域电网网架结构建设区域电力现货市场。

区域电力现货市场通过统一管理、统一运营、统一出清，可以打破因经济和体制差异而存在的交易壁垒，促进可再生能源跨区消纳，并且解决部分省份的电力短缺问题，提高电力富余省份的设备利用效率，降低系统的运行成本，从而整体上保障系统运行的可靠性和经济性，促进区域电力资源的优化配置。同时电力市场出清结果是电力市场交易与电力系统调度运行的基础，而现货市场出清模型对于得到精确合理的市场出清结果十分重要，因此，现货市场出清模型是建设区域电力现货市场的关键。

备用辅助服务市场作为现货市场的重要组成部分，具有保证电力系统安全稳定运行、电能可靠供应的重要作用。现阶段我国备用辅助服务市场在出清过程中主要存在两个问题：第一，电能量市场与备用辅助服务市场没有实现紧密衔接，两者相互独立，分步出清，并未考虑电能量与备用的耦合特性，难以实现系统运行的经济性与可靠性；第二，大部分地区均采用分省预留备用的模式，省间难以实现备用容量的相互支援，造成备用容量匮乏地区弃风或失负荷问题严重，而备用容量充足地区存在备用闲置的现象。因此在出清过程中，一方面需要通过电能量与备用的联合出清实现系统整体效益的最大化，另一方面需要引入备用共享机制，通过省间备用的互补互济实现备用资源的优化配置。

对于现货市场出清模型国内外学者进行了相关研究。文献[3]分别构建了单区域、多区域互联两种情况下的电能与备用联合优化出清的数学模型，但并未考虑风电大规模并网对出清模型的影响；文献[4]分别建立并对比了电能量交易和备用交易联合出清、分别出清的数学模型，但所建立的模型仅针对省内市场出清，未从区域电力市场角度进行全面考虑；文献[5]建立了计及共享备用容量的区域互联系统备用容量分配模型，制定了系统备用容量分配策略，但未从电力市场出清的角度量化共享备用容量；文献[6]给出了计及备用共享的含高比例风电的多区域协调调度模型，但未对机组组合情况进行分析。

目前，东北、华东、南方等区域电力市场处于电力改革的起步阶段，跨省区电力交易仍是“以中长期交易为主，现货交易为补充”的市场模式[7-8]，加上我国以“省为实体”的政治经济体制，使得电力交易的省间壁垒难以打破，区域内省间电力互济共享的特性没有充分发挥，且备用市场等辅助市场建设有待完善。因此，建立区域电力现货市场出清模型势必要综合考虑电能和备用联合优化、跨省区备用共享、省间联络线参与协调调度等关键问题。鉴于此，文章建立考虑备用共享的区域电力现货市场电能与备用联合出清模型，以两个互联的IEEE 30节点系统模拟区域电力现货市场交易，并验证模型的有效性。

1 区域电力现货市场出清模型的关键问题

建立区域电力现货市场出清模型之前要解决好如下几个关键问题：市场模式的选择、弃风和失负荷问题的缓解、联络线的运行方式以及备用共享和跨省购电的合理实现。

市场模式的选择是建立区域电力现货市场的关键。为了向构建“统一开放，竞争有序”的全国统一的电力市场[6]的最终目标过渡，本文中区域电力市场将采用区域统一集中式现货市场模式，并相应建立集中式的区域统一现货市场出清模型。为此，文章借鉴了美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰(Pennsylvania-New Jersey-Maryland, PJM)区域电力市场。PJM是一个典型的整个区域统一平衡的集中式市场，现货交易时采用全电量集中竞价并由市场运营机构统一出清的市场模式。在考虑系统安全约束的基础上，确定机组组合和发电计划，资源配置效率极高[9-10]。为了应对紧急状况，PJM加入了弗吉尼亚-南北卡罗莱纳州(Virginia-Carolinas , VACAR)备用共享小组，与南部的弗吉尼亚与南北卡罗莱纳州共享备用，3个区域系统运营商(regional transmission organization, RTO)可以共同激活部分10 min备用来缓解系统的压力。备用共享机制的应用减少了输电网运营商购买备用的容量和运营成本，提高了潜在的可用备用的总容量，提高了系统的鲁棒性[11]。类似地，当我国不同地区各方面差异逐步缩小时，将逐步建成统一规划、统一建设、统一调度、统一核算、统一管理的以区域交易中心为交易平台的区域统一集中式现货电力市场[12]。

含高比例风电地区为应对大规模风电并网带来的不确定性问题，需预留足够的备用容量，当现有负备用难以满足风电全额消纳的需求便会弃风。电力紧缺省份用电高峰期电力不足现象严重，当正备用容量短缺时，为实现系统稳定运行则被迫限电。区域电力现货市场协调出清能实现资源互济，并在出清模型中引入弃风惩罚系数和失负荷惩罚系数来缓解弃风和失负荷问题[13-14]。

传统的省间联络线多从电力市场交易出发采用分段恒功率模式运行，与机组发电计划和新能源消纳处于松耦合状态，难以真正实现互联电网的资源互济。在区域电力市场中要优化联络线编制，需要实现联络线功率与机组出力的协调优化，从而实现电力资源在全网的优化配置。

通过省间联络线实现备用共享和跨省购电，可以增强系统抗风险能力，减少系统运行成本[15-16]。但是，不考虑备用共享的代价，单纯为减小系统备用容量总量而大量共享备用，会造成提供备用的机组分布不合理，若联络线发生阻塞或故障，备用容量将无法实现跨区调度；不考虑跨省购电的代价，仅为实现全网发电成本最小化而无限制跨省调用低成本机组，将损害本地区发电机组利益，并带来严重的阻塞问题。因此，提出的区域电力现货市场的出清模型中引入了备用共享代价和跨省购电代价，二者源于输电费用、系统损耗、系统安全和调度管理等产生的成本[17]。

2 区域电力现货市场电能与备用联合出清模型

电力现货市场出清模型主要包括安全约束机组组合(security constrained unit commitment, SCUC)模型、安全约束经济调度(security constrained economic dispatch, SCED)模型和节点边际电价(locational marginal price, LMP)计算模型三部分[18-20]。LMP主要用于价格结算，文中只作简单介绍。区域电力现货市场出清模型是在省级电力现货市场出清模型基础上进行的修改和拓展，二者区别关键在于区域电力现货市场中需考虑备用共享机制和联络线运行方式对出清结果的影响。

2.1 安全约束机组组合模型

2.1.1 目标函数

区域电力现货市场SCUC模型以区域系统运行成本最小化为目标，综合考虑发电成本、启停成本、备用成本、弃风惩罚成本和失负荷惩罚成本，以及备用共享代价和跨省购电代价。模型如下：

(1)

(2)

(3)

(4)

2.1.2 约束条件

1)区域功率平衡约束。

(5)

2)区域备用容量约束。

在实行备用共享机制情况下，省内机组提供备用容量与通过省间联络线共享的备用容量之和需满足该省备用容量需求。

(6)

(7)

3)各省最小当地备用容量约束。

实际调度过程中，当某省发生紧急情况时会优先调用本省的部分备用容量，这部分备用的极限值为最小当地备用容量。若最小当地备用容量仍无法满足需求，再调用本省其他备用容量或通过备用共享机制调用其他省份的备用容量。这样能够维护本省机组利益，有利于电力市场的初期建设。

(8)

(9)

4)风电场出力约束。

(10)

5)失负荷约束。

(11)

6)机组出力上下限约束。

(12)

7)备用容量限制约束。

各时段机组提供的正、负备用同时受机组调整速率和机组出力上下限约束。

(13)

(14)

8)机组爬坡约束。

(15)

(16)

9)机组最小连续开停时间约束。

(17)

(18)

(19)

(20)

10)省内支路潮流约束。

(21)

11)省间联络线约束。

PT,z,max,∀z,∀t

(22)

式中：PT,z,max为省间联络线z的传输功率极限；NG、NW、ND分别为系统火电机组、风电场和负荷节点的总数；NH为区域外联络线总数；Gz-i为火电机组i所在节点对省间联络线z的发电机输出功率转移分布因子；Gz-j为风电场j所在节点对省间联络线z的发电机输出功率转移分布因子；Gz-h为区域外联络线h所在节点对省间联络线z的发电机输出功率转移分布因子；PT,h,t为区域外联络线h的传输功率；Gz-n为负荷节点n对省间联络线z的发电机输出功率转移分布因子。

2.2 安全约束经济调度模型

2.2.1 目标函数

区域电力现货市场SCED模型是在SCUC模型已确定的机组组合计划基础上编制的更精细化的发电调度计划。因此，SCED模型的目标函数相较于SCUC模型的目标函数不考虑机组启停成本。

(23)

2.2.2 约束条件

SCED模型的约束条件不考虑机组最小连续开停机时间，且机组爬坡约束要修改，其他约束同SCUC模型。机组爬坡约束可描述为：

(24)

(25)

根据上述安全约束经济调度模型的目标函数和约束条件构造拉格朗日函数，并对各节点处的负荷求偏导，并根据Karush-Kuhn-Tucker(KKT)条件求解即可求得节点边际电价。

3 算例分析

3.1 仿真参数

基于两个互联的IEEE 30节点系统进行测试，设两个系统分别为A省和B省，二者构成区域电力市场。火电机组详细参数见附录表A1，机组1—6属于A省，机组7—12属于B省，风电场位于A省节点20处，出清周期T为24 h。弃风惩罚成本系数取100 美元/(MW·h)，失负荷惩罚成本系数取100美元/(MW·h)，共享备用代价系数取10美元/(MW·h)，跨省购电代价系数取40美元/(MW·h)。风电功率和负荷预测曲线如图1所示。在MATLAB环境下使用专业建模软件Yalmip进行建模，并调用CPLEX求解器对模型进行求解。

表A1 火电机组参数Table A1 Parameters of thermal units

图1 风电功率和负荷预测值Fig.1 Prediction of wind power output and loads

下面设置3种场景进行分析：场景一，区域内省间联络线传输计划固定且不计备用共享，各省级电力市场独立出清；场景二，区域内省间联络线协调优化调度，不计备用共享区域电力市场协调出清；场景三为本文所提模型，区域内省间联络线协调优化调度，计及备用共享区域电力市场协调出清。

3.2 出清结果及分析

省级电力市场和区域电力市场出清的机组组合情况如图2所示。B省机组8—12始终处于启动状态，图中不再显示。通过对比可知，区域电力市场协调出清相较于省级电力市场独立出清，A省部分低价机组开机时段增多，特别是时段19—24，B省机组7开机时段减少。这是由于区域电力市场协调出清使得A省的大量风电资源通过联络线送往B省，为满足A省的负荷需求，原本为了促进风电消纳而出力较小或关停的常规机组出力增加或开机运行。同时为实现系统运行的经济性，B省为满足负荷需求，将优先调用运行成本相对较低的A省机组。

图2 省级电力市场和区域电力市场的机组组合Fig.2 Unit commitment of provincial and regionalelectricity market

省级电力市场和考虑备用共享的区域电力市场的安全约束经济调度结果分别如图3和图4所示。场景一中A省在时段21—24存在弃风现象，B省在时段18—22存在失负荷现象，弃风和失负荷的具体情况如表1和表2所示。这是因为，在时段21—24，为实现风电的充分消纳，A省火电机组出力较低，受最小出力和调节速率的影响，可提供的负备用容量无法满足省级系统的负备用需求，此时通过弃风可减少这部分风电对应的负备用需求，火电机组的备用能力才能满足规定可靠性水平下的要求。在时段18—22，B省负荷需求量大，火电机组接近甚至处于满负荷运行状态，受最大出力和调节速率的影响，可提供的正备用容量无法满足省级系统正备用需求，此时切除引起正备用需求的部分负荷可缓解正备用供给紧张问题。场景三中A省的弃风情况得到缓解，B省无失负荷现象，弃风的具体情况如表3所示。原因是基于备用共享和联络线协调优化的机制，区域电力市场中不同省份可通过资源互济在满足负荷需求的情况下实现风电的充分消纳。

表1 省级电力市场独立出清A省弃风情况Table 1 Wind curtailment in province A under the independent clearing of provincial electricity market MW

表2 省级电力市场独立出清B省失负荷情况Table 2 Loss of load in province B under the independent clearing of provincial electricity market MW

图3 省级电力市场的安全约束经济调度Fig.3 SCED of provincial electricity market

图4 考虑备用共享的区域电力市场的安全约束经济调度Fig.4 SCED of regional electricity market considering reserve sharing

表3 考虑备用共享的区域电力市场协调出清A省弃风情况Table 3 Wind curtailment in province A under the coordinated clearing of regional electricity market considering reserve sharing MW

图5为场景二和场景三区域电力市场协调出清的跨省购电情况，联络线传输功率方向以流入B省为正。时段1—10跨省购电代价大于跨省调用省外机组带来的经济性，省间联络线传输功率为0，时段11—24跨省购电代价小于跨省调用省外机组带来的经济性，省间联络线存在功率交换，且时段18—22省间联络线传输功率较多，这是由于在A省原本弃风的时段，B省通过省间联络线从A省购得大量风电，缓解了B省在相应时段的失负荷问题。在部分时段，场景三相较于场景二联络线传输功率较多，这是因为备用共享机制使得预留备用总容量降低，A省低价机组出力空间增大，可以向B省提供更多的电力援助。

图5 区域电力市场的跨省购电情况Fig.5 Cross-provincial electricity purchasing of regional electricity market

图6为场景三区域电力市场协调出清的备用共享情况。时段18—24备用共享尤为频繁，对应A省备用不足的时段21—24的弃风时段，B省备用不足的时段18—22的失负荷时段。其他时段的备用共享结果是为了满足系统运行的经济性。因此，区域电力市场中不同省份通过联络线进行备用容量的相互支援能够有效缓解各自备用需求不足的问题。

图6 区域电力市场的备用共享情况Fig.6 Reserve sharing of regional electricity market

对比分析表4中不同出清模式的优化结果可以看出，考虑备用共享的区域电力市场协调出清时，全系统全天的机组发电成本与惩罚成本较场景一和场景二均有所减少。场景三提供备用总容量和成本较场景一分别提升了1.1%和4.07%，这是因为与独立出清时比较，随着风电的充分消纳和负荷的全部满足，备用容量需求将有所增加，但场景三相较于场景二提供备用总容量有所减少，这是因为备用共享机制使得两个省份在遇到突发状况时可以互相提供备用支援。场景三全系统全天的总成本是所有出清模式中最少的。

表4 不同出清模式的优化结果对比Table 2 Comparison of optimization results of different clearing modes

4 结 论

本文针对部分地区存在的电力紧缺或“三弃”问题，综合考虑跨省区备用共享和省间联络线参与协调调度等机制，提出考虑备用共享的区域电力现货市场电能与备用联合出清模型。通过算例分析，得出以下结论：

1)区域电力市场协调出清能够优化机组组合情况，使低成本机组得到充分利用；

2)区域电力市场出清过程中，通过省间电能和备用资源的互补互济，能够缓解部分省份的弃风或失负荷问题，提高系统运行的可靠性；

3)考虑备用共享的区域电力市场协调出清，能够降低系统的总运行成本。

接下来的研究将把柔性负荷等其他类型能源纳入出清范畴，推动区域电力现货市场的发展。